准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层特征及控制因素

操应长，姜　伟，王艳忠，金杰华，徐　涛，葸克来，陈　林

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛　266580；2.中国石化 胜利油田西部新区研究中心，山东 东营　257015)



准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层特征及控制因素

操应长1，姜伟1，王艳忠1，金杰华1，徐涛2，葸克来1，陈林2

(1.中国石油大学(华东) 地球科学与技术学院，山东 青岛266580；2.中国石化 胜利油田西部新区研究中心，山东 东营257015)

运用岩心观察、薄片鉴定及物性分析等方法手段，对准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层特征进行了系统研究，并结合有效储层物性下限计算，探讨了研究区储层的控制因素，划分了储层类型。研究表明，该区发育颗粒支撑砾岩相、杂基支撑砾岩相、含砾砂岩相、砂岩相、粉砂岩相等五类岩相储层，其中砾岩类储层储集空间不发育，多为特低孔超低渗储层；砂岩类储层储集空间发育，以原生孔隙为主，多为中高孔中高渗储层。通过研究区成岩作用类型和强度的定量分析，共识别出11种成岩相。储层的储集物性主要受岩相控制，而成岩作用则促进了储集物性的分异。结合有效储层物性下限及物性分析，研究区储层可分为3大类：Ⅰ类为(含砾)砂岩相与中等—强溶蚀成岩相组合控制的储层，储集物性最好；Ⅱ类为粉砂岩相与弱胶结弱溶蚀成岩相组合控制的储层，储集物性次之；Ⅲ类为砾岩相或砂岩相与中等—强胶结弱溶蚀成岩相组合控制的储层，该类储层储集物性最差。

成岩作用；储集特征；储层类型；侏罗系；车排子地区；准噶尔盆地

准噶尔盆地西缘车排子地区邻近昌吉凹陷、盆1井西凹陷和玛湖凹陷等生烃凹陷，并位于油气运移的有利指向区，研究层位侏罗系具有较好的储集条件，易于油气成藏；再者，车排子地区具有侏罗系及白垩系泥岩等稳定盖层，具备良好的生储盖组合。该区资源量丰富但探明程度较低。目前邻近车排子地区的车67井区、车45井区等已在侏罗系探明油气藏，也预示着车排子地区巨大的勘探潜力[1-7]。然而，目前对车排子地区侏罗系的研究主要集中在层序、沉积和油气成藏等方面[8-14]，而对该区储层特征及控制因素缺乏系统的认识，有效储层发育的控制因素不明确，导致勘探难度较大，勘探风险高，这在很大程度上制约了有利储层的预测及油气勘探开发的深入。本文对该区侏罗系储层特征进行了系统的研究，定量划分了成岩相，结合有效储层物性下限的计算，探讨了有效储层发育的控制因素，并结合不同岩相类型，总结了岩相—成岩相组合，对储层类型进行了初步划分，以期为该区有利储层的分布提供依据，并对该区油气进一步勘探开发提供指导。

1　区域地质概况

车排子凸起位于准噶尔盆地西缘，其西北为扎伊尔山，南临四棵树凹陷，东部以红车断裂带为界与昌吉坳陷相隔(图1)，是准噶尔盆地次一级构造单元[15-17]。准噶尔盆地地层自下而上分为古生界、中生界和新生界，其中古生界包括石炭系和二叠系，中生界包括三叠系、侏罗系和白垩系，新生界包括第三系和第四系[8]。车排子地区侏罗系沉积相以扇三角洲为主，其中发育的水下分流河道、河口坝等砂体易形成多套有利储集砂体[13]。

2　储层特征研究

2.1岩石学特征

研究区侏罗系主要包括砾岩、砂砾岩、砂岩、粉砂岩以及泥岩等岩石类型。通过薄片观察分析，砾岩储层砾石以岩屑为主，分选差—中等，磨圆呈次棱角状—次圆状，杂基含量较高(图2a)；砂岩储层以岩屑砂岩为主，岩屑中火山岩岩屑居多(图2b)。砂岩碎屑组分中，岩屑含量介于53.34%～80.91%之间，平均为71.52%；其次为石英，含量介于14.01%～38.90%之间，平均为24.86%；长石含量最低，介于1%～13.61%，平均为4.14%(图2c)。砂岩分选系数介于1.21～1.39之间，分选好，颗粒磨圆次棱角状。

图1　准噶尔盆地西缘车排子地区构造单元分布

2.2储层储集特征

2.2.1储层储集物性特征

车排子地区砂岩孔隙度分布在11.85%～37.38%之间，平均28.48%，渗透率分布在(0.54～487)×10-3μm2之间，平均182.06×10-3μm2，整体表现为中高孔、中高渗特征；砾岩孔隙度集中在4.06%～9.41%之间，平均为7.43%，渗透率集中在(0.01～ 26.7)×10-3μm2之间，平均为1.64×10-3μm2，呈现特低孔、超低渗特征(图3)。

2.2.2储层储集空间的研究

通过铸体薄片镜下观察分析，研究区的储集空间类型多样。孔隙类型以原生孔隙为主，平均占总孔隙的71.04%，原生孔隙一般形状规则，边缘平直(图4a)；次生孔隙含量相对较少，主要由岩屑长石等颗粒溶蚀产生，形状不规则，呈港湾状或锯齿状(图4b)，溶蚀强烈可形成铸模孔(图4c)，可见少量碳酸盐胶结物溶孔(图4d)；另外，发育高岭石晶间孔(图4e)，由自生高岭石在粒间孔隙中沉淀形成，孔隙极其微小且连通性差，导致储层渗透率降低；裂缝相对较少，可见石英、长石内部发育的微裂缝(图4f)。

图2　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层岩石特征及组分三角图

图3　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层物性特征

图4　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系砂岩储层储集空间

2.3成岩作用特征

侏罗系储层的压实作用和胶结作用整体较弱(图5a-c)，胶结作用和溶蚀作用特征明显。

砾岩的碳酸盐胶结作用强烈，呈基底式胶结，成分主要为方解石(图5d,e)。砂岩的碳酸盐胶结作用较弱，含量较低，一般呈星点状分布，仅少数位置可见碳酸盐中等—强胶结的现象，主要为方解石(图5f)。另外，砂岩中也可见到少量的黄铁矿胶结物和高岭石胶结物，其中黄铁矿呈粒状或不定形分布在孔隙中(图5g,h)；而高岭石呈蠕虫或书页状分布在孔隙中(图5i)，高岭石的晶间孔在一定程度上增加了孔隙空间，但其存在会造成渗透率的降低[18]。

研究区内砂岩普遍存在溶解现象，多为岩屑、长石等颗粒边缘发生溶蚀，导致颗粒边缘不光滑或呈港湾形态，形成粒间溶扩孔，增加了孔隙空间；也可见岩屑颗粒内部和长石沿解理缝的溶蚀现象，形成粒内溶孔(图5j,k)。砾岩中溶解作用基本不发育，仅可见少量岩屑粒内孔和碳酸盐胶结物溶蚀孔(图5l，m)。

2.4成岩相的划分

成岩相是指成岩环境和在该成岩环境中形成的成岩产物的综合[19]。在一定的沉积背景下，成岩相是决定储层发育和分布的核心要素之一。因此，成岩相的划分及命名对后期研究储层控制因素极为重要。然而，多数学者对成岩相的研究多局限于定性角度，对成岩相的定量研究则相对薄弱。随着勘探程度的深入和精度的提高，储层的准确预测和储层的精细评价逐渐成为研究重点，使得成岩相的定量研究显得尤为重要[20-24]。本文在前人研究的基础上，对成岩作用进行定量分析，以孔隙度的绝对减少/增加量来划分成岩作用强度，并结合成岩作用类型来划分并命名成岩相。

图5　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层成岩作用

a.排1井，754.75 m，塑形颗粒(云母)变形(+)；b.排1井，741.85 m，碳酸盐交代岩屑(+)；c.排67井，794.5 m，碳酸盐交代石英加大边(+)；d.排1井，413.2 m，砾岩，碳酸盐强胶结(+)；e.排610井，413.1 m，砾岩，碳酸盐强胶结(+)；f.排671井，712.6 m，砂岩，碳酸盐中等胶结(+)；g.排1井，757.35 m，黄铁矿胶结(+)；h.排1井，757.35 m，黄铁矿胶结，反射光；i.排61井，785.65 m，自生高岭石(+)；j.排1井，766.31 m，岩屑粒内孔(-)；k.排61井，785.24 m，长石粒内孔(-)；l.排61井，741.4 m，岩屑粒内孔(-)；m.排1井，741.85 m，碳酸盐溶蚀(-)

Fig.5Diagenesis characteristics of Jurassic reservoirs in Chepaizi area, western Junggar Basin

2.4.1压实作用的定量分析

压实减少的孔隙度Φ压实=原始孔隙度—压实后的粒间孔隙度。其中，压实后的粒间孔隙度=粒间孔体积百分含量+胶结物百分含量，粒间孔隙体积不包括颗粒边缘和内部溶解孔隙，不包括杂基内溶解孔隙，不包括胶结物内溶解孔隙；胶结物含量不包括交代颗粒的交代物和充填早期溶解孔隙的胶结物。

2.4.2胶结作用和溶解作用的定量分析

孔隙度演化的研究主要借助铸体薄片，通过镜下统计得到：胶结减少的面孔率a=(胶结物面积/视域总面积)×100%；溶蚀增加的面孔率b=(溶蚀孔隙面积/视域总面积)×100%。

需要注意的是，面孔率不同于孔隙度，实现二者之间的准确转化才能对成岩作用过程中孔隙度的演化进行合理的估算。考虑到人体肉眼分辨能力，将200倍镜下孔隙半径小于0.25 μm的孔隙视为微孔隙，在统计面孔率与孔隙度关系时不予考虑。因此依据压汞资料确定实测孔隙度中大于0.25 μm孔隙(即显孔隙)的含量，求取显孔隙度，将面孔率与对应的显孔隙度进行拟合，即可建立面孔率与显孔隙度之间转换关系[25]：

y=7.960 8x0.367 5(R2=0.908 6)

式中：x为面孔率；y为孔隙度；R2为相关系数。

根据上述面孔率与孔隙度的转换关系，得到：

胶结减少的孔隙度Φ胶结=7.960 8a0.367 5

溶蚀增加的孔隙度Φ溶蚀=7.960 8b0.367 5

通过对研究区成岩作用的定量分析，结合研究区实际情况，确定了成岩强度的划分标准(表1)，进而划分出11种成岩相，分别为：弱压实弱胶结弱溶蚀成岩相、弱压实弱胶结强溶蚀成岩相、弱压实中等胶结中等溶蚀成岩相、弱压实中等胶结强溶蚀成岩相、弱压实强胶结弱溶蚀成岩相、中等压实弱胶结弱溶蚀成岩相、中等压实弱胶结中等溶蚀成岩相、中等压实弱胶结强溶蚀成岩相、中等压实中等胶结弱溶蚀成岩相、中等压实中等胶结强溶蚀成岩相、中等压实强胶结弱溶蚀成岩相。

表1　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系成岩作用强度分级标准

3　储层控制因素

3.1有效储层物性下限

有效储层是指能够储集和渗流流体(主要为烃类和地层水)，在现有工艺技术条件下能够采出具有工业价值产液量(烃类或与烃类同体积的水)的储集层[26]。有效储层物性下限是指储集层能够成为有效储层应具有的最低物性，通常用孔隙度、渗透率的某个确定值来度量[26-28]。前人总结了有效储层物性下限的计算方法，包括分布函数法、试油法、束缚水饱和度法、测试法、排驱压力法、含油产状法、最小有效孔喉法、孔隙度渗透率交会法、水银毛细管压力曲线法等[27-31]。

研究区目的层段取心资料相对较多，既有丰富的测井解释物性数据，又有部分实测物性数据，因此利用分布函数曲线法可以更为有效地求取该区有效储层的物性下限值。其具体方法是，在同一坐标系内分别绘制有效储层与非有效储层的孔隙度和渗透率频率分布曲线，两条曲线的交点所对应的数值为有效储层物性下限值[31-32](图6，7)。针对研究区的100～1 000 m井段，利用分布函数曲线法分别求取不同深度段有效储层的物性下限(表2)，拟合得到物性下限函数(图8)。

通过对物性下限值进行拟合，最终得到研究区有效储层的孔隙度和渗透率下限与深度的函数关系式，利用该拟合公式可以得到研究区储层任意深度的物性下限值。

Φcutoff=38.331 156e-0.001 606x(R2=0.721 467)

Kcutoff=-0.323 917lnx+3.229 277 (R2=0.731 572)

式中：Φcutoff为孔隙度下限，%；Kcutoff为渗透率下限，10-3μm2；x为埋藏深度，m；R2为相关系数。

3.2岩相对储层的控制

沉积作用是影响储层最基本的因素，它从根本上控制着储层物性及储集空间特征[33]。根据岩心的岩性、结构及沉积构造等特征，将研究区侏罗系划分为杂基支撑粗砾岩相、颗粒支撑粗砾岩相、颗粒支撑中砾岩相、颗粒支撑细砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相、粗砂岩相、中砂岩相、细砂岩相、递变层理砂岩相等10种岩相类型。为便于研究储层的控制因素，将其简化为5种岩相类型：即颗粒支撑砾岩相、杂基支撑砾岩相、含砾砂岩相、砂岩相、粉砂岩相。结合实测物性资料及有效储层的物性下限，分别绘制了不同岩相的孔渗交会图及其孔渗差值交会图(图9)，并结合薄片分析，认为岩相对储层物性的控制作用明显。

颗粒支撑砾岩相和杂基支撑砾岩相控制的储层物性一般较差，孔隙度分布在4.06%～14.92%，渗透率分布在(0.01～2.86)×10-3μm2，孔隙度差值分布在-17.12%～3.61%，渗透率差值分布在(-1.24～1.87)×10-3μm2，其储集空间不发育。粉砂岩相物性好于砾岩相，孔隙度平均值为25.39%，渗透率平均值为0.54×10-3μm2，孔隙度差值平均值为10.68%，渗透率差值平均值为-0.53×10-3μm2，储集空间较为发育，但孔隙连通性差。而对于含砾砂岩相和砂岩相，其物性有所差异，经统计，87%的样品属于物性较好的储层，其孔隙度分布在23.64%～37.38%，渗透率分布在(24.5～487)×10-3μm2，孔隙度差值分布在12.78%～25.26%，渗透率差值分布在(23.4～485.96)×10-3μm2，储集空间发育，原生孔隙和次生孔隙均有发育；13%的样品属于物性较差的储层，孔隙度分布在7.04%～8.32%，渗透率分布在(0.03～0.89)×10-3μm2，孔隙度差值分布在-2.37%～-4.36%，渗透率差值分布在(-0.18～-1.06)×10-3μm2，储集空间不发育。

图6　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系有效储层孔隙度下限值

图7　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系有效储层渗透率下限值

深度/m深度中值/m渗透率下限/(10-3μm2)孔隙度下限/%方法100～4002501.3924.55分布函数法200～6004001.4125.70分布函数法300～8005501.1813.80分布函数法500～8006501.0210.47分布函数法600～10008001.1112.88分布函数法

总体来看，杂基支撑砾岩相和颗粒支撑砾岩相物性最差，粉砂岩相物性次之，砂岩相、含砾砂岩相物性最好。

3.3成岩相对储层的控制

储层的形成和演化不仅受岩相的控制，还受成岩相的影响。岩相决定了储层的宏观分布，而后期成岩作用在一定程度上促进了储层内部分异，决定了最终的储层分布和储集性能。一般来讲，压实作用和胶结作用是降低孔隙的主要因素，而溶解作用产生的次生孔隙在一定程度上改善了储层物性[27,34-36]。通过上述研究发现，研究区储层性能主要受岩相控制，但同一岩相控制的储层物性也存在较大差异，因此需要对成岩作用进行研究，而成岩相是成岩作用的概括和总结，即成岩相是储层控制因素的重要组成部分。

图8　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层孔隙度和渗透率下限函数

图9　准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层各种岩相物性分析

杂基支撑砾岩相与颗粒支撑砾岩相储层主要发育弱—中等压实强胶结弱溶蚀成岩相，以碳酸盐强胶结为特征，胶结物基底式充填原生孔隙，而溶蚀很弱，次生孔隙极为少见，因此储层物性极差，呈现特低孔特低渗特征(图9)。粉砂岩相主要发育弱—中等压实弱胶结弱溶蚀成岩相，压实作用导致储集空间有所减少，溶蚀作用和胶结作用都较弱，储集空间以原生孔隙为主，同时，粉砂岩相粒度较细，导致渗透率较低，所以储层整体呈现高孔低渗特征(图9)。而对于砂岩相和含砾砂岩相，主要发育2种成岩相类型，不同成岩相导致同一岩相类型的储层中物性有所差异，其中弱—中等胶结中强溶蚀成岩相控制的储层物性较好，胶结作用较弱，保留了原始孔隙，同时强烈的溶蚀作用产生大量的次生孔隙，储层呈现中高孔中高渗特征；中强胶结弱溶蚀成岩相控制的储层物性较差，基底式胶结使原始孔隙消耗殆尽，较弱的溶蚀作用未能产生明显的次生孔隙，储层呈现特低孔特低渗特征(图9)。

综上，砂岩相、含砾砂岩相中强溶蚀成岩相储集物性最好，储集空间以原生孔隙为主，次生孔隙增加了储集空间。

3.4 储层类型的划分

储层物性受岩相和成岩相控制，岩相在一定程度上决定着孔隙及喉道的形成，而成岩相是储层物性改造的内在因素，岩相和成岩相的组合关系共同决定了储层物性[37]。在分析岩相和成岩相对储层性能控制的基础上，结合有效物性下限及物性资料，设置一定的物性参数界线，对储层的储集性能进行分类评价[38-39](表3)。通过对物性资料进行综合分析，发现“排61井，741.4 m”渗透率为26.7×10-3μm2，而该区其他砾岩相渗透率介于(0.01～2.86)×10-3μm2，结合镜下薄片观察，该薄片中存在较多的裂缝，造成了渗透率的异常。由于裂缝发育的储层渗透率通常较好，并且物性分布规律较差，因此本次主要针对非裂缝型储层进行类型划分。车排子地区储层共划分为3大类(表3)。

Ⅰ类储层主要为(含砾)砂岩相与中等溶蚀、强溶蚀成岩相的组合，孔隙度和渗透率都较高，物性最好。主要有以下两点原因：(1)(含砾)砂岩相主要为颗粒支撑，杂基含量较少，分选中等—好，这两种岩相中岩石在沉积时就具有较高的原始孔隙度和渗透率；(2)压实作用和胶结作用都不强，减孔率较小，同时又发生溶蚀作用，产生大量次生孔隙，增加了孔隙度和渗透率，因此这几种岩相成岩相组合对储层的发育是较为有利的。

Ⅱ类储层为(泥质)粉砂岩相与弱胶结弱溶蚀成岩相的组合，粉砂岩粒度较细，且后期未经历强烈的溶蚀作用，其典型的特征是高孔低渗，有一定的储集能力，但总体物性次之。

Ⅲ类储层以强胶结为主要特征，储集物性最差，由于岩相差异又细分为ⅢA类和ⅢB类2个亚类。ⅢA类储层为(含砾)砂岩相与强胶结成岩相的组合，ⅢB类为杂基支撑砾岩相、颗粒支撑砾岩相与强胶结弱溶蚀成岩相的组合，二者都以碳酸盐强胶结为特征，基底式分布的胶结物占据了孔隙和喉道，导致孔隙度和渗透率均很低，储集物性较差。

表3准噶尔盆地西缘车排子地区侏罗系储层类型划分

Table 3Types of Jurassic reservoirs in Chepaizi area, western Junggar Basin

4　结论

(1)车排子地区侏罗系主要发育砾岩、砂砾岩、砂岩、粉砂岩和泥岩等岩石类型，其中砾岩的分选差—中等，颗粒呈次棱角状—次圆状，杂基含量较高；砂岩主要为岩屑砂岩，岩屑以火山岩岩屑为主，分选较好，颗粒呈次棱角—次圆状。

(2)车排子地区砾岩类储层表现为特低孔超低渗特征，孔隙不发育；砂岩类储层表现为中高孔中高渗的特征，孔隙发育且类型多样，以原生孔隙为主。

(3)车排子地区储层经历的成岩作用主要有压实作用、胶结作用、交代作用和溶解作用等，通过对成岩作用类型和强度的定量研究，共划分出11种成岩相。

(4)储层物性受岩相和成岩相的共同控制，结合物性资料将其划分为3类储层，物性从Ⅰ类到Ⅲ类依次降低，最好的为Ⅰ类储层，即(含砾)砂岩相与中等溶蚀、强溶蚀成岩相的组合控制的储层。

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(编辑徐文明)

Characteristics and controlling factors of Jurassic reservoirs in Chepaizi area, western Junggar Basin

Cao Yingchang1, Jiang Wei1, Wang Yanzhong1, Jin Jiehua1, Xu Tao2, Xi Kelai1, Chen Lin2

(1.SchoolofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Qingdao,Shandong266580,China; 2.WesternNewProspectResearchCenterofSINOPECShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong257015,China)

We analyzed the characteristics of Jurassic reservoirs in the Chepaizi area in the western Junggar Basin using thin section microscopy, core description and physical property analysis. Combined with the study of petrophy-sical parameter cutoffs, we summarized the controlling factors of reservoirs, and divided reservoirs among types. The results showed that reservoirs in the study area mainly develop five lithofacies including matrix-supported conglomerate facies, particle-supported conglomerate facies, conglomeratic sandstone facies, sandstone facies and siltstone facies. The conglomerate reservoirs had limited reservoir space with very-low porosity and ultra-low permeability. The sandstone reservoirs develop comparatively more reservoir space, mainly primary pores, and show the characteristics of middle to high porosity and permeability. By the quantitative evaluation of diagenesis, we identified 11 diagenetic facies. The properties of reservoirs are mainly controlled by lithofacies, and diagenesis promoted the differentiation of reservoirs. Combined with petrophysical parameter cutoff and reservoir properties, three reservoir types are identified in this area. Type Ⅰ reservoirs are the combinations of (conglomeratic) sandstone facies and medium to strong dissolution diagenetic facies, and the reservoir properties are best. Type Ⅱ reservoirs are the combinations of siltstone facies and weak cementation, weak dissolution diagenetic facies, and the reservoir properties are poorer than type I. Type Ⅲ reservoirs are the combinations of conglomerate or sandstone facies and medium to strong cementation, dissolution diagenetic facies, and the reservoir properties are poorest.

diagenesis; reservoir characteristics; reservoir types; Jurassic; Chepaizi area; Junggar Basin

1001-6112(2016)05-0609-10doi：10.11781/sysydz201605609

2015-10-09；

2016-08-05。

操应长(1969—)，男，教授，博士生导师，从事沉积学、层序地层学及油气储层地质学的教学与科研工作。E-mail：cyc8391680@163.com。

国家科技重大专项(2011ZX05009-003，2011ZX05006-003)、国家自然科学基金项目石油化工联合基金重点项目(U1262203)和中央高校基本科研业务费专项资金(CX08001A)资助。

TE122.23

A